2016年光伏領(lǐng)跑者基地企業(yè)評優(yōu)標(biāo)準(zhǔn)中，逆變器方案的選擇將直接影響到電價水平、技術(shù)方案創(chuàng)新性、系統(tǒng)效率等指標(biāo)。在目前的集中式、組串式、集散式三種主流技術(shù)路線中，集散式與組串式方案由于具備多路MPPT特性，可適應(yīng)山地地形變化帶來的發(fā)電量影響，成為領(lǐng)跑者項目的主流選擇方案;同時，由于集散式逆變器在前期大同領(lǐng)跑者項目中的規(guī)模化成功應(yīng)用經(jīng)驗，2016年領(lǐng)跑者招商文件中也明確將集散式列入新型逆變器技術(shù)路線。筆者試圖從兩種技術(shù)路線的系統(tǒng)成本、發(fā)電量、轉(zhuǎn)換效率、產(chǎn)品壽命、容配比、安全可靠性等方面進行對比，解析集散式方案為何成為領(lǐng)跑者項目業(yè)主優(yōu)選對象。

1、集散式方案系統(tǒng)成本可降低0.45元/Wp,競價投標(biāo)優(yōu)勢顯著

以逆變器、匯流箱以及全部直流相關(guān)設(shè)備、箱式升壓變和子陣區(qū)通訊等設(shè)備采購及安裝的初始投資來看，采用50kW組串式逆變器組成的1.6MWp光伏陣列方案，與采用1MW集散式逆變器組成的2MWp光伏陣列方案對比：

(1) 在不考慮逆變器超配的情況下，集散式逆變器方案比組串式單瓦造價水平低0.2元/Wp左右;

(2) 在考慮1.15倍容配比的條件下，集散式逆變器方案比組串式單瓦造價水平低0.45元/Wp左右;

造成以上成本差異，一方面是因為當(dāng)前組串式逆變器售價較高，每個逆變器功率較小，規(guī)模效應(yīng)較差，而且數(shù)量較多，位置分散，通信、調(diào)度和控制的技術(shù)復(fù)雜;另一方面，集散式逆變器的容配比大，超配比例遠(yuǎn)大于組串式，能最大限度發(fā)揮逆變器的效能，并具有規(guī)模效應(yīng)。

2、集散式方案系統(tǒng)效率高，發(fā)電量提升高于組串式方案

由于組串式和集散式逆變器都采用了DC-DC / DC-AC兩級轉(zhuǎn)換電路，MPPT路數(shù)也基本一致，從理論上分析，組串式與集散式逆變器在同一外部條件下相比于集中式逆變器，發(fā)電量提升水平一致，在山地電站可實現(xiàn)3%以上發(fā)電量提升。但實際在夏季項目現(xiàn)場應(yīng)用中，筆者拿到某電站發(fā)電量比拼報告結(jié)果卻令人錯愕，組串式方案發(fā)電量比集散式低1.9%。

據(jù)業(yè)主反饋，采用無外置風(fēng)扇自然冷散熱的組串式逆變器，內(nèi)外部溫升最大超過30度，設(shè)備在夏天高溫環(huán)境下滿載運行時經(jīng)常出現(xiàn)降額甚至過溫關(guān)機的現(xiàn)象，導(dǎo)致發(fā)電量出現(xiàn)嚴(yán)重?fù)p失。特別是領(lǐng)跑者項目組件的功率一般都選擇在280Wp以上，單臺組串式逆變器接入組件容量一般可以達到額定容量，在光照較好的情況下，中午出現(xiàn)滿載運行的概率很大，因溫升太高出現(xiàn)降額比較普遍。

為驗證業(yè)主的說法，筆者也在多個現(xiàn)場了解組串式逆變器的夏季過溫降額情況，以下為某個現(xiàn)場采集的采用無風(fēng)扇自然冷散熱的組串式逆變器內(nèi)部溫升及降額情況：

選取環(huán)境溫度為30℃的某個晴天的中午，無云層遮擋。組串式逆變器在中午運行時，內(nèi)部腔體環(huán)境溫度竟然達到近60℃，出現(xiàn)降容運行。如下圖，在12點整逆變器溫度為58.2℃，運行電流為41A， 6分鐘后，逆變器溫度為59.4℃，運行電流降額到20A，輸出功率大幅下降。

12點截圖 12點06分截圖

3、采用自然冷散熱的組串式逆變器最大效率難以達到99%，無法滿足領(lǐng)跑者技術(shù)指標(biāo)要求

目前主流集散式逆變器廠家的產(chǎn)品均已通過最大效率99%的第三方權(quán)威認(rèn)證。而通過查詢某廠家目前推出的50KW組串式逆變器產(chǎn)品之認(rèn)證報告，組串式逆變器實際最大效率無法達到其宣介等所表述的99%，無法滿足領(lǐng)跑者產(chǎn)品技術(shù)指標(biāo)要求。

4、組串式逆變器的25年使用壽命難以滿足，將嚴(yán)重影響電站收益

組串式方案在故障處理方面采用了整機替換的模式，確實在一定程度上減輕了電站一線工作人員的工作難度和技術(shù)能力要求。但打開組串式逆變器，發(fā)現(xiàn)里面布滿了大量的電解電容。國際知名電解電容生產(chǎn)廠家的技術(shù)資料表明，電容電解在正常條件下，平均最長壽命是15年，而在自然冷散熱的戶外高溫環(huán)境條件下，平均壽命不到8年。整個設(shè)備壽命其實就是由電解電容決定的，在25年運營期內(nèi)，2--3次整機替換的后期成本將極大影響電站的整體收益。

5、通過24塊組件一串增加組串式逆變器的容配比，可能影響電站安全運行

通過合理的超配方案設(shè)計，可以實現(xiàn)對光伏系統(tǒng)的優(yōu)化，最大限度發(fā)揮逆變器效能，提高發(fā)電量，系統(tǒng)平均化度電成本進一步降低，提升投資方整體收益。

以某采煤沉陷區(qū)光伏電站為例，光照資源屬于三類地區(qū)，電站位于采煤沉陷區(qū)廢棄地、煤矸石山、采礦回填區(qū)等。由于長期的礦產(chǎn)采掘，沉陷區(qū)內(nèi)礦體表層土壤剝除，地表植被遭到嚴(yán)重破壞，水土流失和土壤沙化嚴(yán)重加劇，地表變形、崩塌明顯，造成組件朝向很難實現(xiàn)最佳角度;同時考慮組件輸出至逆變器輸入側(cè)的系統(tǒng)損耗，為了充分利用逆變器的額定容量，降低系統(tǒng)投資成本，山地電站普遍采用提高組件與逆變器的容量比值，容配比一般選擇在1.1~1.2之間。

采用集散式方案，可通過增加匯流箱輸入路數(shù)或增加匯流箱數(shù)量，實現(xiàn)容配比的任意調(diào)整;而組串式方案由于采用逆變器輸出側(cè)交流并聯(lián)方案，直流輸入路數(shù)為固定不可調(diào)，50KW組串式逆變器一般只能配置47~50KW左右的組件，容配比只能接近或達到1，系統(tǒng)成本將大幅增加。

假設(shè)集散式方案容配比設(shè)計為1.15，組串式方案容配比設(shè)計為1考慮，100MWp可節(jié)省逆變器、箱變及升壓線路的配置13MW，節(jié)省初始投資成本達2500萬，約0.25元/Wp。

為提高組串式逆變器的容配比，部分組串式逆變器廠家表述可采用23~24塊一串的方案取代22塊一串，通過增加組件串聯(lián)數(shù)量實現(xiàn)容配比的調(diào)節(jié)。為了驗證該組串方案的科學(xué)性，假設(shè)選用23塊組件進行串聯(lián)：

(1) 為保證開路條件下，組串電壓不高于1000V，反算每塊組件最大輸出電壓不應(yīng)大于43.47V;

(2) 按光伏組件的STC(標(biāo)準(zhǔn)測試環(huán)境)，輻照度1000W/m2，電池溫度25℃，根據(jù)290Wp單晶硅組件開路電壓溫度系數(shù)為-0.330%/℃，以及STC測試條件下開路電壓為39.31V，反算出當(dāng)?shù)氐乇頊囟炔粦?yīng)低于-7.13℃。

(3) 某采煤塌陷區(qū)全年平均最低溫度-7.8℃，極端最低氣溫-18℃，歷史極端最低氣溫-20℃。而且本光伏電站位于山區(qū)，項目所在地的極端最低氣溫很有可能將在-20℃以下。

以上計算說明采用23塊以上組件串聯(lián)，在電站25年運營期內(nèi)很可能將存在開路電壓超過1000V的情況，這也將超出單/多晶硅片、逆變器、光伏電纜等設(shè)備和材料的標(biāo)稱耐受電壓，具有極大的安全隱患，并也不能切合國家相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范。當(dāng)前，雖然有部分廠家推出直流輸入電壓達1100V的逆變器產(chǎn)品，但光伏電站是一個系統(tǒng)工程，涉及到硅片、電纜、開關(guān)等各種材料和設(shè)備，單單某個設(shè)備達到1100V電壓等級，并不代表系統(tǒng)能耐受1100V電壓。

6、集散式方案相比組串式方案，更能適應(yīng)山地電站安全可靠性要求

集散式逆變器方案與集中式逆變器方案在系統(tǒng)構(gòu)架上基本相同，且其帶有MPPT控制功能的智能MPPT匯流箱在安全保護功能上比傳統(tǒng)匯流箱強，具備完善的輸入隔離開關(guān)、支路電子“熔斷器”、防反隔離二極管、輸出直流斷路器等保護裝置，具備了各種短路拉弧故障模式的組串級主動式斷路保護功能。同時，由于MPPT匯流箱內(nèi)部采用電子開關(guān)取代了傳統(tǒng)的熔絲設(shè)計，有效解決了傳統(tǒng)集中式逆變器方案中匯流箱故障率高的問題。2MW集散式逆變器方案用2臺1MW逆變器取代20臺50kW組串式逆變器，集中升壓并網(wǎng)，集中逆變并網(wǎng)方案經(jīng)過了多年運行于大型光伏電站的考驗，在電網(wǎng)適應(yīng)性方面沒有任何問題。

而組串式逆變器在大型光伏電站的運行時間還較短，而且市場上出現(xiàn)過系統(tǒng)振蕩導(dǎo)致的脫網(wǎng)事故，因此可以說組串式逆變器在大型光伏電站的應(yīng)用還需要時間的檢驗。下面，對電網(wǎng)適應(yīng)性和安全性的幾個方面風(fēng)險也可以進行對比分析：

(1) 零電壓穿越保護的問題

根據(jù)組串式逆變器組網(wǎng)方式可知，組串式方案中逆變器間無高頻載波同步，原理上無法解決逆變器間的并聯(lián)環(huán)流問題。其次，因組串式方案交流側(cè)采用多機并聯(lián)模式，造成多臺逆變器在電網(wǎng)電壓跌落時無法統(tǒng)一輸出電壓及電流的相位。實驗室中的測試僅表明單個設(shè)備能夠?qū)崿F(xiàn)穿越功能，但現(xiàn)場并聯(lián)機器數(shù)量多，工況復(fù)雜，多重因素可能會影響現(xiàn)場逆變器對零電壓穿越故障的判定和過程控制。

(2)支持電網(wǎng)調(diào)度問題

按當(dāng)前電力公司對光伏電站的調(diào)度要求，一般采用通過RS485總線通訊方式，來控制電站中的逆變器輸出有功或無功功率，集散式逆變器方案2MW共2臺逆變器，調(diào)度更加快捷和方便。

而組串式逆變器方案，組串式逆變器數(shù)量較多，1MWp光伏陣列一般配20臺50kW組串式逆變器，組串式組網(wǎng)方式通常通過集中的通信管理機實現(xiàn)，調(diào)度指令先下發(fā)到通信管理機，然后再統(tǒng)一下發(fā)給同一通信管理機下面對應(yīng)逆變器。由于每臺逆變器所處的工況不會相同，極有可能會出現(xiàn)電網(wǎng)功率調(diào)度的功率與系統(tǒng)實際響應(yīng)的功率不一致的情況。造成調(diào)度數(shù)據(jù)不準(zhǔn)，對電網(wǎng)安全造成隱患。

(3) “無熔絲”設(shè)計的安全風(fēng)險

由于光伏電池組件